ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО”

УКРАЇНСЬКИЙ НАФТОГАЗОВИЙ ІНСТИТУТ”

КОНДРАТ ОЛЕКСАНДР РОМАНОВИЧ

УДК 622.276

ПІДВИЩЕННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИЛУЧЕННЯ

З ЧАСТКОВО ВИСНАЖЕНИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ

І ВОДОПЛАВАЮЧИХ ГАЗОВИХ ПОКЛАДІВ

Спеціальність 05.15.06 – Розробка

нафтових і газових родовищ

А в т о р е ф е р а т

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Київ - 2000

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти і науки України.

Науковий керівник – доктор технічних наук

Дорошенко Володимир Михайлович,

ВАТ ”Укрнафта” (м.Київ), начальник управління

геологорозвідувальних робіт і розробки родовищ

нафти та газу

Офіційні опоненти: доктор технічних наук, професор

Зарубін Юрій Олександрович,

ВАТ ”Укрнафта” (м.Київ), заступник

Голови правління по науково-технічному прогресу

кандидат технічних наук, доцент

Войціцький Володимир Павлович,

ДК ”Укргазвидобування”, газопромислове

управління ”Львівгазвидобування” (м.Львів),

заступник начальника управління, головний геолог

Провідна організація: Український науково-дослідний інститут природних газів, ДК ”Укргазвидобування” НАК ”Нафтогаз України” (м.Харків)

Захист дисертації відбудеться ” 30 ” січня 2001р. о 10 -й годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.837.01 у Відкритому акціонерному товаристві ”Український нафтогазовий інститут” за адресою: 03142, Україна, м.Київ, пр.Палладіна, 44.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Відкритого акціонерного товариства ”Український нафтогазовий інститут” за адресою: 03142, Україна, м.Київ, пр.Палладіна, 44.

Автореферат розісланий ” 25 ” грудня 2000р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради Ягодовський С.І.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Переважна більшість родовищ природних газів України, з яких донедавна отримували основний видобуток газу і вуглеводневого конденсату, вступила в період спадаючого видобутку і завершальну стадію експлуатації. Розробка більшості з них проходила в умовах прояву водонапірного режиму, що призвело до защемлення водою в пористому середовищі значних запасів газу і конденсату. На водоплаваючих газових і газоконденсатних покладах експлуатація свердловин додатково ускладнюється конусоутворенням, яке особливо інтенсивно проявляється в заключний період розробки родовищ у зв'язку із загальним підйомом газоводяного контакту. Практично всі газоконденсатні родовища України, за винятком Ново-Троїцького, Тимофіївського і Котелевського, розробляються на режимі виснаження пластової енергії, що супроводжується випаданням з газу у пласті вуглеводневого конденсату в межах зміни пластового тиску від початку конденсації до максимальної конденсації вуглеводневої суміші.

У частково виснажених родовищах природних газів ще знаходяться значні залишкові запаси вуглеводнів. В умовах гострого дефіциту вуглеводневої сировини в Україні залучення в розробку залишкових запасів вуглеводнів має державне значення. Проблема підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених родовищ природних газів нерозривно пов'язана із забезпеченням ефективної експлуатації видобувних свердловин в умовах низьких пластових тисків і високого об'ємного вмісту рідини (води і вуглеводневого конденсату) у пластовій продукції.

Незважаючи на значний обсяг проведених досліджень, відомі наукові розробки з видобутку залишкових запасів вуглеводнів і експлуатації свердловин на пізній стадії розробки родовищ природних газів не знайшли широкого застосування на практиці, що пояснюється їх недостатньою технологічною ефективністю, дороговизною і складністю реалізації.

У зв'язку з цим є актуальним проведення подальших досліджень з метою розвитку існуючих та створення нових високоефективних технологій і технічних пристроїв для видобутку залишкових вуглеводнів з частково виснажених родовищ природних газів, зокрема, з газоконденсатних покладів, які розробляються на режимі виснаження пластової енергії, і водоплаваючих газових (і газоконденсатних) покладів.

Проблема підвищення вуглеводневилучення як виснажених газоконденсатних, так і водоплаваючих газових (і газоконденсатних) покладів вимагає вдосконалення технології і техніки експлуатації свердловин в умовах їх обводнення підошовними та крайовими водами і випадання з газу важких вуглеводнів. У зв'язку з цим питання, які розглянуті в дисертаційній роботі, є взаємопов'язаними.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота виконувалась у відповідності з напрямком наукових досліджень ”Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ”, затвердженим науковою радою Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу, і відповідає пріоритетному напрямку розвитку науки і техніки ”Екологічно чиста енергетика і ресурсозберігаючі технології”, затвердженому Постановою Кабінету Міністрів України. Наукові дослідження за темою дисертації проводились у рамках виконання держбюджетних науково-дослідних робіт з Міністерством освіти і науки України та госпдоговорів з нафтогазовидобувними підприємствами України (Держнафтогазпромом, АТ ”Укргазпром”, ВАТ ”Укрнафта”, ДК ”Укргазвидобування” та їх підрозділами).

Мета і задачі дослідження. Метою роботи є вдосконалення технологій і технічних пристроїв для підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних і водоплаваючих газових покладів за рахунок вилучення з пористого середовища сконденсованих вуглеводнів, оптимізації та інтенсифікації роботи газових і газоконденсатних свердловин в умовах обводнення підошовними та крайовими водами і випадання з газу важких вуглеводнів.

Основні задачі дослідження

1. Аналіз методів підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних і водоплаваючих газових покладів і визначення перспективних напрямків досліджень щодо видобутку з пластів залишкових вуглеводнів та інтенсифікації роботи газових і газоконденсатних свердловин в умовах низьких пластових тисків і високого об'ємного вмісту рідини (води і вуглеводневого конденсату) в продукції.

2. Фізичне моделювання процесів витіснення сконденсованих вуглеводнів з необводнених і обводнених газоконденсатних покладів різними робочими агентами. Обгрунтування, за результатами експериментальних досліджень, ефективних технологій вилучення сконденсованих вуглеводнів з частково виснажених газоконденсатних покладів.

3. Математичне моделювання процесів піднімання і осідання конусів підошовної води при експлуатації свердловин на водоплаваючих газових покладах для різних геолого-промислових умов. Оптимізація процесу періодичної експлуатації газових свердловин на покладах з підошовною водою.

4. Експериментальне дослідження спільного впливу тиску і температури на піноутворюючу здатність розчинів поверхнево-активних речовин. Вдосконалення технології періодичних обробок свердловин розчинами спінюючих ПАР для інтенсифікації винесення рідини з вибою на поверхню.

5. Експериментальне дослідження гідродинамічного, акустичного і фізико-хімічного впливу на газоводяний, газоконденсатний і газоводоконденсатний потоки стосовно до експлуатації обводнених газових і газоконденсатних свердловин. Встановлення областей ефективного застосування диспергуючих пристроїв і спінюючих ПАР для зменшення втрат тиску в насосно-компресорних трубах свердловин.

6. Розробка технічних пристроїв для гідродинамічного та акустичного впливу на газорідинний потік в стовбурі свердловин і привибійну зону з метою підвищення продуктивності видобувних і приймальності нагнітальних свердловин, обгрунтування технологічних схем їх застосування.

Поставлені задачі вирішувались застосуванням методів підземної гідрогазомеханіки, фізики нафтового і газового пласта і математичної статистики.

Наукова новизна одержаних результатів

1. За результатами фізичного моделювання процесу витіснення сконденсованих вуглеводнів різними робочими агентами з необводнених і обводнених газоконденсатних покладів визначені коефіцієнти конденсатовитіснення, встановлено вплив на їх значення типу і фізико-літологічних характеристик пористого середовища, початкової конденсатонасиченості, типу і об'єму закачування робочого агента і вмісту в ньому активних компонентів, обгрунтовано композиції робочих агентів для витіснення сконденсованих вуглеводнів з необводнених і обводнених газоконденсатних покладів.

2. За результатами математичного моделювання процесу конусоутворення при експлуатації свердловин на водоплаваючих газових покладах встановлено вплив геолого-промислових факторів на закономірності осідання конуса підошовної води і розв'язано задачу оптимізації процесу періодичної експлуатації свердловин з метою максимізації поточних відборів газу.

3. З використанням розробленої експериментальної установки вперше встановлено закономірності комплексного впливу тиску і температури на піноутворюючу здатність розчинів ПАР. Отримано рівняння регресії для визначення кратності і стійкості піни, які враховують вплив тиску, температури, мінералізації води і концентрації піноутворювача у спінюваній рідині.

4. За результатами вперше проведених експериментальних досліджень гідродинамічного, акустичного і фізико-хімічного впливу на газоконденсатний і газоводоконденсатний потоки встановлено вплив диспергування і спінювання газорідинної суміші на втрати тиску в насосно-компресорних трубах свердловин залежно від характеристик газорідинного потоку.

Практичне значення одержаних результатів

1. Розроблено технології підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних покладів за рахунок витіснення з пористого середовища сконденсованих вуглеводнів запропонованими композиціями робочих агентів.

2. Створено методологічні основи оптимізації процесу періодичної експлуатації свердловин на водоплаваючих газових покладах з метою максимізації поточних відборів газу.

3. Запропоновано метод вибору спінюючих ПАР для інтенсифікації винесення рідини з обводнених газових і газоконденсатних свердловин залежно від термодинамічних характеристик газорідинного потоку і мінералізації пластової води.

4. Розроблено нові типи диспергуючих пристроїв для створення однорідного газорідинного потоку в насосно-компресорних трубах видобувних свердловин і нові типи пристроїв для акустичного впливу на стовбур і привибійну зону в нагнітальних свердловинах.

5. Розроблено технології підвищення продуктивності обводнених газових і газоконденсатних свердловин і приймальності нагнітальних свердловин, які включають:

·

· застосування нових типів диспергуючих пристроїв (окремо чи разом із введенням в газорідинний потік спінюючих ПАР) для зменшення втрат тиску в насосно-компресорних трубах видобувних свердловин;

· застосування нових типів свердловинних пристроїв для створення акустичних коливань з метою підвищення коефіцієнта охоплення пластів витісненням і приймальності нагнітальних свердловин при закачуванні запропонованих робочих агентів в частково виснажені газоконденсатні поклади.

Реалізація та впровадження результатів досліджень. Результати дисертації використані при виконанні держбюджетних робіт за №№ Д-19.1/95, Д-4.1/98 і госпдоговірних робіт за №№ 6/94, 27/94, 28/94, 41/95, 3.8/96, 170/96, 206/98 в науково-дослідному інституті нафтогазових технологій Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу, а також включені у типові програми, які використовуються у навчальному процесі (лекції, курсове і дипломне проектування, магістерські роботи) при вивченні дисциплін ”Технологія розробки газових і газоконденсатних родовищ”, ”Технологія експлуатації газових і газоконденсатних свердловин”, ”Проектування розробки газових і газоконденсатних родовищ”, ”Проектування експлуатації газових і газоконденсатних свердловин”, ”Розробка та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ”, студентами спеціальності 7.090304 – Видобування нафти і газу (спеціалізації ”Розробка та експлуатація нафтових родовищ” і ”Розробка та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ”) і включені в програму післядипломного навчання за спеціальністю 7.090307 – Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ. Практичні рекомендації з підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних і водоплаваючих газових покладів та інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин передані Держнафтогазпрому України, ВАТ ”Укрнафта” і ГПУ ”Полтавагазвидобування” для практичного використання. Робочі суміші для очищення привибійних зон газоконденсатних свердловин від сконденсованих вуглеводнів впроваджені в НГВУ ”Полтаванафтогаз” і ”Охтирканафтогаз”. У всіх семи оброблених у 1999р. газоконденсатних свердловинах отримано приріст дебітів газу та конденсату: дебіт газу збільшився на (6,6-53)%, дебіт конденсату на (6,8-53,1)%.

Особистий внесок здобувача. Основні результати експериментальних і теоретичних досліджень, які виносяться на захист, отримані автором особисто.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідалися на таких конференціях і семінарах: на 2-й Міжнародній науково-технічній конференції ”Управління енерговикористанням” (м. Львів, 3-6 червня 1997р.); на науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу (м. Івано-Франківськ, 1997, 1998, 1999, 2000рр.); на першій всеукраїнській науковій конференції студентів та аспірантів на тему ”Нафтові та газові ресурси України: проблеми пошуку, видобутку, транспорту, переробки та використання” (м. Івано-Франківськ, 28-29 жовтня 1997р.); на 5-й Міжнародній конференції ”Нафта і газ України-98” (м.Полтава, 15-17 вересня 1998р.); на конференції ”Розробка та застосування поверхнево-активних речовин у нафтогазовій промисловості” (Крим, с.Піщане, 15-17 вересня 1999р.); на науково-технічній конференції ”Підвищення ефективності використання поверхнево-активних речовин в нафтогазовидобутку” (м.Івано-Франківськ, 27-30 березня 2000р.);

Публікації результатів наукових досліджень. За результатами досліджень, які викладені в дисертації, опубліковано 26 робіт, з них 15 робіт без співавторів, 13 тез доповідей, 2 патенти України

Структура і обсяг дисертаційної роботи. Дисертація складається з вступу, шести розділів, загальних висновків, списку використаних джерел з 254 найменувань на 27 сторінках. Зміст роботи викладено на 222 сторінках машинописного тексту. Робота включає 64 рисунки, 7 таблиць і 4 додатки.

Автор висловлює щиру подяку науковому керівнику д.т.н.В.М.Дорошенку, а також колективам кафедри розробки та екпслуатації нафтових і газових родовищ ІФДТУНГ і ЦНДЛ ВАТ ”Укрнафта” за наукові консультації та практичну допомогу під час виконання дисертації.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обгрунтовано актуальність досліджуваної проблеми, наведено основні напрямки наукових досліджень і подано загальну характеристику дисертаційної роботи.

Перший розділ присвячено огляду досліджень з підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених родовищ природних газів.

Проведено класифікацію залишкових і не залучених в розробку запасів вуглеводнів в родовищах природних газів, до яких віднесено: газ і конденсат, що залишились в зонах пласта, які не були охоплені розробкою або недостатньо дренувались; газ, що залишився в родовищах після зниження пластового тиску до гранично рентабельного значення; защемлений газ і конденсат в обводнених зонах родовищ; вуглеводневий конденсат, що випав з газу у пласті в процесі розробки газоконденсатних родовищ на режимі виснаження пластової енергії; нафта в невеликих за розмірами і запасами облямівках; зв'язану нафту в газоконденсатних родовищах; ресурси газу в невеликих за розмірами і малодебітних родовищах, що раніше не розроблялись. На момент закінчення розробки родовищ природних газів у пласті може залишатись до (15-30)% газу, (60-87)% конденсату і майже 90% нафти від їх початкових запасів.

Завдяки експериментальним та теоретичним дослідженням З.С.Алієва, Б.Г.Ахмедова, В.А.Аміяна, Ю.С.Абрамова, Ю.А.Балакірова, К.С.Баснієва, Ю.С.Бікмана, М.М.Білецького, В.С.Бойка, В.С.Григор'єва, А.І.Гриценка, Г.Р.Гуревича, В.М.Дорошенка, Ю.В.Желтова, С.Н.Закірова, Ю.О.Зарубіна, Р.М.Кондрата, М.П.Ковалка, Ю.П.Коротаєва, Б.Б.Лапука, В.М.Мартоса, Ю.В.Марчука, А.Х.Мірзаджанзаде, В.А.Ніколаєва, Л.Р.Смоловик, Б.О.Сомова, В.С.Петришака, Г.В.Рассохіна, Г.С.Степанової, Р.М.Тер-Саркісова, В.Є.Уляшева, І.М.Фика, О.І.Шандригіна, П.Т.Шмиглі, C.L.Cook, E.C.Geer, D.L.Katz та інших розроблено ряд технологій підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених родовищ природних газів, аналіз яких наведено в дисертації[11, 14, 15, 16, 21]. Проте, через недостатню технологічну ефективність, дороговизну і складність реалізації, більшість відомих технологій не знайшли широкого практичного застосування для видобутку залишкових запасів вуглеводнів.

Результати досліджень з підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних родовищ свідчать про можливість видобутку з пористого середовища частини сконденсованих вуглеводнів нагнітанням рідких і газоподібних витіснювальних агентів. Проте через значні затрати і технологічні труднощі тільки окремі з відомих методів видобутку конденсату, що випав з газу у пласті, знаходяться в стадії дослідно-промислових випробувань.

Аналіз результатів теоретичних, лабораторних і промислових досліджень в області конусоутворення стосовно до розробки водоплаваючих газових покладів показав, що окремі сторони процесу, зокрема, динаміка конуса підошовної води після зупинки свердловини, вивчені недостатньо. Потребують подальших досліджень питання ”деформації” межі розділу газ-вода при періодичній експлуатації газових свердловин у пластах з підошовною водою, впливу геолого-промислових факторів на динаміку конусоутворення і вибору оптимальної тривалості періоду осідання конуса підошовної води.

Незважаючи на значну кількість досліджень в області застосування спінюючих поверхнево-активних речовин (ПАР) для інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин, окремі питання цієї проблеми вивчені недостатньо. Зокрема, відсутні дані про спільний вплив тиску і температури на піноутворюючу здатність розчинів ПАР, що утруднює правильний вибір їх для свердловин з різною термогідродинамічною характеристикою.

Результати попередніх лабораторних експериментів і дослідно-промислових робіт свідчать про доцільність застосування диспергуючих пристроїв для зменшення втрат тиску в насосно-компресорних трубах і підвищення продуктивності газових свердловин в певному діапазоні зміни дебітів газу і об'ємного вмісту рідини у пластовій продукції. Проте диспергатори не знайшли широкого застосування у промисловій практиці. Це пов'язано як з конструктивними недоліками відомих диспергуючих пристроїв, так і з використанням їх в областях руху газорідинного потоку, які не відповідають умовам ефективного диспергування рідини в газі.

Наведене обгрунтовує необхідність проведення додаткових досліджень з вдосконалення технологій і технічних пристроїв для підвищення вуглеводневилучення з частково виснажених газоконденсатних і водоплаваючих газових покладів [11].

У другому розділі наведено результати досліджень витіснення сконденсованих вуглеводнів з частково виснажених газоконденсатних покладів різними робочими агентами.

Як встановлено дослідженнями Е.Х.Азімова, К.С.Баснієва, Н.А.Бєлкіна, А.І.Гриценка, Г.Р.Гуревича, С.Н.Закірова, Р.М.Кондрата, Ю.П.Коротаєва, А.Х.Мірзаджанзаде, В.Н.Ніколаєва, Р.М.Тер-Саркісова, В.Е.Уляшева, І.Б.Федотова, П.Т.Шмиглі, та ін. методи витіснення з пласта сконденсованих вуглеводнів, окрім нагнітання води, складні в реалізації і вимагають застосування дефіцитних агентів. Але вода має низькі витіснювальні властивості. Покращати їх можна, зокрема, додаванням до води ПАР чи нагнітанням у пласт разом з водою газу. У зв'язку з цим проведено комплекс досліджень з витіснення конденсату з пласта водними розчинами ПАР і газоводяними сумішами, а також іншими витіснювальними агентами [10].

Дослідження витіснювальних властивостей водних розчинів ПАР проводились на моделях пласта у два етапи. На першому етапі досліджень вивчались витіснювальні властивості водних розчинів ПАР на насипних моделях пласта при тиску 2МПа і температурі 110оС, а вже потім вивчались їх витіснювальні властивості на моделях пласта з використанням натурних зразків пісковиків і пластових флюїдів з горизонтів В-20 і В-22 Рудівсько-Червонозаводського нафтогазоконденсатного родовища в умовах, наближених до пластових (тиск - 30МПа, температура - 90оС). Для насипних моделей пласта абсолютна проникність становила близько 1мкм2, пористість-0,4. Для моделей пласта з реальних зразків порід абсолютна проникність дорівнювала 40,1.10-3; 96.10-3 і 172.10-3мкм2, пористість – (0,103-0,367). В дослідах моделювалась залишкова вода і створювалась різна початкова конденсатонасиченість – (0-0,5). В експериментах з витіснення сконденсованих вуглеводнів розчинами ПАР для отримання гідродинамічно стабільної системи услід за розчином ПАР закачувався полімер РДА-1020. Досліди проводились з використанням методів наближеного моделювання в області автомодельності по критеріях П1 і П2.

Для вибору найбільш ефективної поверхнево-активної речовини проведено дослідження практично з усіма відомими та доступними ПАР, що випускаються в Україні і за кордоном. В дослідах оцінювались поверхнево-активні властивості ПАР шляхом заміру поверхневого натягу на межі розділу водних розчинів ПАР різної концентрації і вуглеводневого конденсату. За результатами проведених досліджень підібрано три ПАР: жиринокс, савенол SWP і мирол-1, які випускають вітчизняні підприємства [18]. Згідно з дослідними даними, найменший міжфазний натяг на межі розділу водних розчинів ПАР з конденсатом забезпечує мирол-1. Тому подальші дослідження витіснювальних властивостей розчинів ПАР на моделях пласта проведено в основному з миролом-1. В порівняльних цілях окремі експерименти виконано також із жириноксом і савенолом SWP.

За результатами проведених досліджень на насипних моделях пласта встановлено оптимальну масову концентрацію в робочому (водному) розчині миролу-1 – 5% і полімеру РДА-1020 – 0,03%, а також оптимальні об'єми закачування цих агентів – по 20% від об'єму початково конденсатонасичених пор.

В подальших дослідженнях вивчено ефективність витіснення сконденсованих вуглеводнів різними робочими агентами з необводнених і обводнених пластів [24].

За результатами досліджень витіснення сконденсованих вуглеводнів з необводнених пластів встановлено, що найкращі витіснювальні властивості має 5% мас. розчин миролу-1 з вмістом 0,03% мас. полімеру РДА-1020, так звана поверхнево-активна полімервмісна система (ПАПС). Так, при значенні початкової конденсатонасиченості =15% коефіцієнт конденсатовитіснення для ПАПС становить 80%. Досить високі витіснювальні властивості має також почергове закачування 5% мас. водного розчину миролу-1 і 0,03% мас. водного розчину полімеру РДА-1020 (=70%). Для конденсату коефіцієнт витіснення становить 32%, для 5% мас. водного розчину савенолу SWP – 60%, а для 5% мас. розчину жириноксу в конденсаті – 38%. Найнижчі витіснювальні властивості має вода (для =15% =15%).

За результатами досліджень встановлено критичні значення конденсатонасиченості, починаючи з яких частина конденсату витісняється з пористого середовища, для різних витіснювальних агентів і концентрацій ПАР та полімеру в робочих розчинах.

Для обводнених пластів кращими витіснювальними властивостями характеризується облямівка ПАПС. Так, при значенні початкової конденсатонасиченості 15% коефіцієнт витіснення конденсату зростає з 15% на момент заводнення до 27% після закачування облямівок 5% мас. розчину миролу-1 і 0,03% мас. розчину РДА-1020 і до 60% після закачування облямівок ПАПС і 0,03% мас. розчину полімеру РДА-1020.

В експериментах з використанням натурних зразків порід і пластових флюїдів досліджувалось витіснення з моделей пласта сконденсованих вуглеводнів водою, почерговим закачуванням води і газу, облямівками вуглекислого газу і міцелярного розчину (ПАПС).

Аналіз результатів досліджень свідчить про низьку ефективність заводнення виснажених газоконденсатних пластів (для =(29,6-36,7)% =(10,6-13,9)%) і деяке зростання коефіцієнта конденсатовитіснення із збільшенням коефіцієнта проникності.

Довилучити залишковий конденсат з обводнених пластів можна застосуванням водогазової репресії. В дослідах на моделі пласта з абсолютною проникністю 40,1.10-3мкм2 і =29,6% коефіцієнт витіснення конденсату зріс з 11,8% на момент заводнення до 55,4% після п'яти циклів закачування газу і води в об'ємі по 20% від об'єму початково конденсатонасичених пор. Проте більш ефективним є застосування водогазової репресії без попереднього заводнення виснажених газоконденсатних пластів. Для моделі пласта з k=40,1.10-3мкм2 і =34% коефіцієнт витіснення конденсату при здійсненні водогазової репресії становив 63,4%.

Найвищі значення коефіцієнта конденсатовитіснення одержано в дослідах з використанням облямівки СО2, яка переміщувалась по моделі пласта водою, з наступним здійсненням водогазової репресії по 5 циклів закачування газу і води. Коефіцієнт витіснення конденсату (=23,5%) на момент появи води на виході моделі становив 61%, а після водогазової репресії зріс до 80,2%.

Досить ефективним є почергове застосування облямівки ПАПС і водогазової репресії. Після закачування облямівок ПАПС і 0,03% мас. розчину РДА-1020 з проштовхуванням їх водою коефіцієнт конденсатовитіснення становив 46,5%, а наступна водогазова репресія дала можливість збільшити його до 57,2%.

В дослідах з використанням облямівки вуглеводневого розчинника (конденсату) і наступним закачуванням води (=26,2%) коефіцієнт конденсатовитіснення на момент появи води на виході моделі становив 14,8% (у порівнянні з 13,9% при заводненні), а після здійснення водогазової репресії зріс до 40,5%.

За результатами проведених досліджень для практичного використання в процесах вилучення сконденсованих вуглеводнів з частково виснажених газоконденсатних покладів рекомендовано застосовувати облямівки СО2 і ПАПС з переміщенням їх по пласту водою і наступним здійсненням водогазової репресії, а також закачувати водогазові суміші. У разі обводнених газоконденсатних покладів облямівку СО2 не рекомендується використовувати через високу розчинність вуглекислого газу у воді.

У третьому розділі наведено результати досліджень процесу нестаціонарного конусоутворення стосовно до експлуатації газових свердловин у пластах з підошовною водою.

Дослідженням в області конусоутворення присвячено роботи Ю.С.Абрамова, З.С.Алієва, Р.А.Аллахвердієвої, Д.А.Ефроса, С.Н.Закірова, Ю.О.Зарубіна, Н.Ф.Іванова, В.А.Карпичова, В.А.Кісіля, Ю.П.Коротаєва, А.К.Курбанова, Б.Б.Лапука, Б.І.Леві, Н.С.Піскунова, Л.Р.Смоловик, Б.О.Сомова, Ю.І.Сткляніна, Є.В.Теслюка, А.П.Тєлкова, Ф.А.Требіна, І.А.Чарного, М.І.Швідлера, В.Н.Щелкачова та інших. З використанням відомих математичних моделей процесу конусоутворення оцінено вплив на коефіцієнт вуглеводневилучення розташування свердловин на структурі, темпу відбору флюїдів, величини розкриття пласта, характеристик флюїдів і пористого сердовища та інших факторів. Але питання осідання конуса води після зупинки газової свердловини та періодичної експлуатації газових свердловин у пластах з підошовною водою вивчені недостатньо, що зумовило необхідність проведення подальших досліджень процесу конусоутворення.

Дослідження виконані з використанням математичної моделі процесу нестаціонарного конусоутворення в газових покладах з підошовною водою, записаної за аналогією з моделлю С.Н.Закірова. Вона включає систему диференціальних рівнянь неусталеної фільтрації газу і води в неоднорідному за колекторськими властивостями пористому середовищі змінної товщини з врахуванням сил гравітації. На відміну від відомого розв'язку задачі питомі витрати газу і води зводяться до одиниці площі дренування, а середні тиски в газонасиченій і водонасиченій зонах пласта знаходяться на рівні середньозважених площин, які проводять на відстані відповідно 1/3 газонасиченої зони від поточного положення газоводяного контакту і 1/3 водонасиченої зони від підошви пласта. Для розв'язку задачі використано відповідні початкові і граничні умови [7].

За результатами проведених досліджень з використанням наведеної математичної моделі процесу конусоутворення отримано числові та графічні залежності, що описують форму і динаміку конуса підошовної води при його підніманні і осіданні. Аналіз розрахункових даних показує, що найінтенсивніше конус підошовної води піднімається і опускається в перші місяці роботи свердловини та її зупинки після обводнення. В подальшому темп переміщення конуса води сповільнюється. В процесі підйому конуса води навколо свердловини утворюється збурена зона, радіус якої поступово зростає, але є порівняно невеликим і для умов розглянутого в роботі базового варіанту не перевищує 4,5м. Характерним є розтікання конуса води по поверхні початкового газоводяного контакту у процесі зупинки свердловини. Для умов базового варіанту радіус збуреної зони на момент повного осідання конуса води становить 8м. Час повного осідання конуса води (108 місяців) набагато перевищує час його піднімання (35 місяців).

Згідно з результатами досліджень для різних розрахункових варіантів, зменшення коефіцієнта проникності пласта з 0,1 до 0,005мкм2 призводить до зростання тривалості періоду безводної експлуатації свердловини (з 20 до 70 місяців), зменшення радіуса збуреної зони (з 4,1 до 2,3м) і сповільнення процесу повного осідання конуса води після зупинки свердловини (з 98 до 118 місяців).

Збільшення ступеня розкриття пласта призводить до зменшення тривалості періодів безводної експлуатації свердловини і повного осідання конуса підошовної води. Згідно з результатами досліджень, існує оптимальна величина відносного розкриття пласта, при якій досягається найдовший період безводної експлуатації свердловини. Для умов розглянутого в роботі базового варіанту вона змінюється в межах 0,2-0,4.

Із збільшенням товщини водонасиченої зони пласта (при постійному значенні загальної товщини) прискорюється процес обводнення свердловини і сповільнюється осідання конуса води.

Таким чином, наведена в роботі математична модель процесу конусоутворення дає змогу оцінити вплив геолого-промислових факторів на динаміку обводнення свердловин на водоплаваючих газових покладах і вибрати оптимальні значення відносного розкриття пласта.

Як показують результати досліджень і промислові дані, процес повного осідання конуса води є досить тривалим (від декількох місяців до року і більше), що призводить до зменшення поточного відбору газу із свердловини. Можливим напрямком збільшення відборів газу є проведення періодичної експлуатації свердловини з періодом зупинки, значно меншим за період повного осідання конуса води. З метою вивчення можливості оптимізації за поточними відборами газу процесу періодичної експлуатації газової свердловини проведені дослідження для умов базового варіанту з різними депресіями на пласт (2; 3; 4; 5МПа) і різною тривалістю періоду осідання конуса води після зупинки свердловини (1; 2; 3; 6; 12; 24; 144 місяці).

Аналіз результатів проведених досліджень показав, що для всіх розглянутих варіантів із зменшенням тривалості періоду осідання конуса води поточний відбір газу із свердловини за заданий період часу (144міс.) спочатку зростає, досягаючи максимуму, а потім зменшується. Для кожного значення депресії на пласт існує оптимальна тривалість періоду зупинки свердловини, при якій досягається максимальний відбір газу (для Р=2МПа – 3 місяці; для Р=3МПа – 2 місяці; дляР=4МПа – 1,5 місяці; дляР=5МПа – 1 місяць).

Проведені додаткові дослідження для встановлення оптимальних значень тривалості періоду зупинки свердловини показали, що для всіх розглянутих депресій на пласт з ростом відносного розкриття пласта понад (0,2-0,4) спостерігається зменшення сумарних відборів газу.

Результати проведених досліджень свідчать про доцільність періодичної експлуатації газових свердловин в пластах з підошовною водою з періодом зупинки, меншим за період повного осідання конуса води, і можливість використання наведеного в роботі методологічного підходу для визначення оптимальної тривалості періоду зупинки свердловини з метою максимізації поточних відборів газу.

У четвертому розділі наведено результати досліджень процесу винесення рідини з обводнених газових і газоконденсатних свердловин з використанням спінюючих ПАР.

Застосуванню ПАР для інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин присвячено дослідження А.А.Абрамзона, В.А.Аміяна, М.М.Білецького, С.В.Богуш, І.Г.Бойченка, Н.П.Васильєвої, Б.П.Гвоздєва, В.С.Горшенєва, С.Н.Закірова, І.О.Зінченка, Ю.К.Ігнатенка, Б.О.Казакова, В.А.Кірєєва, Р.М.Кондрата, Є.А.Малицького, В.С.Мариніна, Ю.В. Марчука, Б.В.Панасова, В.С.Петришака, І.С.Сатаєва, А.Я.Строгого, В.К.Тихомирова, К.І.Толстяка, В.Н.Тихонова, Ю.Г.Чашкіна, Б.Є.Чистякова, С.І.Ягодовського та інших. Проте у відомих дослідженнях вивчався вплив тільки одного параметра (тиску чи температури) на процес піноутворення. Тому виконано експериментальні дослідження з метою комплексної оцінки впливу тиску і температури на піноутворюючу здатність розчинів різних ПАР у різних рідинах. З цією метою розроблено лабораторну установку (модель свердловини) для оцінки піноутворюючих властивостей ПАР при різних тисках і температурах [4]. Особливістю її є застосування електроконтактного методу для контролю рівнів піни і рідини в моделі свердловини.

В дослідах використовувалися спінювачі савенол SWP та ОС-20, які випускає Івано-Франківське ВАТ ”Барва”. В процесі лабораторних експериментів в модель свердловини заливалось 40.10-6 м3 водного розчину досліджуваного спінювача у прісній і мінералізованій воді масовою концентрацією 0,25; 0,5; 1; 2; 3; 4; 10%, через який на протязі 30с пропускали 0,5.10-3м3 повітря. Експерименти проводились при температурах 20 і 70оС, тисках 0,1 (атмосферний), 1; 2; 3; 4 і 5МПа та мінералізації води 25; 50 і 100 г/л NaCl. При проведенні експериментів з метою уникнення можливих систематичних похибок в кінцевих результатах використано принцип рандомізації, який передбачає випадковий порядок реалізіції дослідів.

За результатами експериментальних досліджень, використовуючи модель другого порядку та пакет аналізу прикладної програми Microsoft Excel, одержано рівняння регресії для визначення впливу тиску, температури, концентрації ПАР у спінюваній рідині і мінералізації води на кратність і стійкість піни.

Аналіз експериментальних даних показує, що кратність і стійкість піни розчинів досліджуваних ПАР у прісній воді із збільшенням тиску і температури безперервно зростають [5]. В досліджених інтервалах зміни тиску і температури кратність піни змінюється в 1,115-1,35 рази, а стійкість піни – в 1,54-3,87 рази [22, 25]. Згідно з результатами досліджень спінюючих властивостей розчинів савенолу SWP і ОС-20 у прісній воді, із збільшенням температури вплив тиску на кратність піни зменшується, а на стійкість піни зростає. Аналогічно впливає температура на кратність і стійкість піни із збільшенням тиску. Спільний вплив тиску і температури призводить до зменшення впливу температури на стійкість піни. Із збільшенням концентрації піноутворювача вплив тиску на кратність і стійкість піни зменшується, а вплив температури зростає. Збільшення мінералізації води призводить до зростання кратності і стійкості піни у всьому діапазоні досліджених значень тиску і температури.

Наведені закономірності комлексного впливу тиску і температури, а також концентрації ПАР у спінюваній рідині і мінералізації води на кратність і стійкість піни отримано вперше. Вони дають можливість обгрунтованіше проектувати процес винесення рідини із свердловини з використанням спінюючих ПАР.

У п'ятому розділі наведено результати досліджень використання диспергуючих пристроїв і спінюючих ПАР для інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин.

Застосуванню диспергаторів для зменшення втрат тиску в насосно-компресорних трубах (НКТ) за рахунок створення однорідного газорідинного потоку присвячено роботи М.М.Білецького, В.С.Горшенева, С.Н.Закірова, І.О.Зінченка, М.П.Ковалка, Р.М.Кондрата, І.М.Кравцова, Г.С.Лі, Ю.В.Марчука, І.М.Муравйова, Ю.В.Нігая, В.А.Попова, М.М.Рєпіна та інших. Проте ще не досліджено закономірності диспергування газоконденсатних сумішей і спільне застосування диспергаторів і спінюючих ПАР для інтенсифікації винесення із свердловин газоконденсатних і газоводоконденсатних сумішей.

Для вивчення характеристик процесу диспергування і спінювання газоводяних, газоконденсатних і газоводоконденсатних сумішей з використанням диспергаторів і ПАР виконано комплекс лабораторних експериментів на моделі свердловини [6, 26]. Експериментальні дані оброблено у вигляді залежностей питомих лінійних безрозмірних втрат тиску в колоні НКТ від параметрів Фруда для газу Frг і рідини Frр ( Р– втрати тиску на ділянці ”колони НКТ” довжиною L; - густина рідини; dвн – внутрішній діаметр ”колони НКТ”; wг, wр – відповідно швидкість руху газу і рідини на вході в ”колону НКТ”). Дослідження проводили при фіксованих значеннях параметра Фруда для рідини 0,217.10-4; 1,07.10-4; 8,7.10-4 в області параметрів Фруда для газу, менших мінімально необхідного значення для винесення рідини із свердловини.

Аналіз результатів досліджень впливу типу газорідинної суміші на питомі втрати тиску в НКТ показав, що в області параметрів Фруда для газу Frг, менших за мінімально необхідне значення для винесення рідини із свердловини, залежності втрат тиску в НКТ від Frг мають однаковий вигляд. Незалежно від типу газорідинної суміші безперервно зменшується з ростом Frг, причому із збільшенням Frг зменшується вплив типу газорідинної суміші на втрати тиску в НКТ. Залежно від типу суміші (газоводяна, газоконденсатна чи газоводоконденсатна) і параметра Фруда для рідини Frр змінюється величина лінійних безрозмірних втрат тиску.

Результати досліджень впливу діаметра осьового отвору шайбових диспергаторів на питомі втрати тиску при русі газорідинної суміші в насосно-компресорних трубах показують, що, незалежно від типу газорідинної суміші, для шайбових диспергаторів існує певний діаметр осьового отвору, при якому досягаються мінімальні втрати тиску в НКТ при заданому значенні параметра Фруда для газу.

Ефективність диспергування газорідинної суміші залежить від типу рідини, типу диспергуючого пристрою і витрати газу [6, 26]. Кожний тип диспергуючого пристрою має певний діапазон ефективної роботи. Найбільше зниження втрат тиску за рахунок диспергування отримано для газоводяної суміші, найменше – для газоконденсатної. З ростом параметра Фруда для газу (витрати газу) ефективність диспергування газорідинної суміші збільшується. Високоефективними виявились запропоновані нами диспергатори.

Дослідження впливу спінюючих ПАР на втрати тиску в НКТ при русі газорідинного потоку показали, що чим менша витрата рідини, тим при менших витратах газу проявляється позитивний вплив спінювання газорідинної суміші на зменшення втрат тиску в НКТ. Із збільшенням параметра Фруда для газу темп зменшення втрат тиску в НКТ при застосуванні спінюючих ПАР зростає. Для газоводяної суміші величина зменшення втрат тиску в НКТ при застосуванні спінюючих ПАР тим більша, чим більша витрата рідини, а в області Frг<(0,009-0,025) застосування спінюючих ПАР є недоцільним через утворення високократної піни підвищеної в'язкості. Для газоводяної суміші величина зниження втрат тиску за рахунок спінювання перевищує величину зниження втрат тиску за рахунок диспергування. Для газоводоконденсатних сумішей величина зниження втрат тиску в НКТ при використанні диспергаторів і спінюючих ПАР менша, ніж для газоводяних сумішей, а втрати тиску знижуються тим в меншій степені, чим більший параметр Фруда для рідини за рахунок утворення емульсії ”вода-конденсат” підвищеної в'язкості у порівнянні з водою. Для газоводоконденсатних сумішей величина зниження втрат тиску в НКТ за рахунок спінювання порівняна з величиною зниження втрат тиску за рахунок диспергування.

Результати дослідження комплексного впливу диспергуючих пристроїв і спінюючих ПАР на втрати тиску в НКТ при русі газорідинного потоку свідчать про ефективність спільного застосування їх для зменшення втрат тиску в НКТ, що пояснюється інтенсивнішим дробленням рідини в потоці газу під дією ПАР і утворенням піни з дрібнозернистою структурою [6, 26]. Характер залежностей безрозмірних лінійних втрат тиску в НКТ від діаметра шайби з введенням ПАР в газорідинний потік аналогічний, як і без застосування спінюючих ПАР. При цьому в умовах спіненого газорідинного потоку діаметр шайби менше впливає на втрати тиску в НКТ, ніж в умовах газорідинного потоку без спінювання.

Як для газоводяного, так і для газоводоконденсатного потоків ефективність спільного застосування диспергуючих пристроїв і спінюючих ПАР більша ніж у кожного з них окремо.

Результати досліджень показують, що, залежно від витрат газу і рідини, можна підібрати такий тип диспергуючого пристрою, тип спінюючого ПАР і концентрацію ПАР у спінюваній рідині, при яких буде досягнуто максимальний ефект щодо зниження втрат тиску в НКТ [19].

У шостому розділі наводяться результати досліджень з розробки нових технологій і технічних пристроїв для підвищення вуглеводневодневилучення з частково виснажених газоконденсатних і водоплаваючих газових покладів.

За результатами лабораторних експериментів, наведених в другому розділі роботи, запропоновано технології витіснення сконденсованих вуглеводнів з необводнених і обводнених частково виснажених газоконденсатних покладів. Вони передбачають закачування облямівки витіснювального агента (вуглекислого газу чи ПАПС) з переміщенням її по пласту водою чи водогазовими сумішами або застосування водогазової репресії в умовах підтримання на постійному рівні поточного пластового тиску. За узгодженням з ВАТ ”Укрнафта” попередньо підібрано можливі об'єкти для впровадження запропонованих технологій: поклади горизонтів В-19-В-20 Артюхівського і В-19б Анастасієвського нафтогазоконденсатних родовищ і поклад горизонту С-5 Гоголівського газоконденсатного родовища. Іншим напрямком застосування запропонованих робочих агентів є використання їх для очищення привибійних зон газоконденсатних свердловин від сконденсованих вуглеводнів з метою підвищення дебітів газу і конденсату та продовження періоду стабільної експлуатації свердловин за рахунок використання енергії пластового газу [9, 20, 23]. У 1999р. проведено обробки водними розчинами савенолу SWP і ПО-6К привибійних зон газоконденсатних свердловин №№ 25, 213 Глинсько-Розбишівського, №№12, 76 Юр'ївського, №25 Гоголівського родовищ НГВУ ”Охтирканафтогаз” і №30 Південно-Панасівського, №48 Велико-Бубнівського родовищ НГВУ ”Полтаванафтогаз” [9, 23]. Після обробок свердловин дебіт газу зріс на (6,6-53)%, а дебіт конденсату – на (6,8-53,1)%.

Враховуючи результати лабораторних досліджень впливу тиску і температури на піноутворюючу здатність розчинів ПАР, запропоновано метод вибору спінюючих ПАР для інтенсифікації винесення рідини з обводнених газових і газоконденсатних свердловин.

Стосовно періодичних обробок обводнених газових і газоконденсатних свердловин розчинами спінюючих ПАР, враховуючи результати лабораторних досліджень впливу тиску і температури на кратність і стійкість піни (розділ 4), запропоновано закачувати в затрубний простір розчин ПАР у вигляді піни, приготовленої на поверхні. Розроблена технологічна схема установки для приготування і закачування піни у свердловину.

Враховуючи позитивні результати лабораторних експериментів з використання диспергаторів для інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин (розділ 5), проведено вдосконалення відомих диспергуючих пристроїв [2, 12]. Розроблено три нові диспергатори. В запропонованих пристроях відсутні застійні зони по шляху руху газорідинного потоку, в яких могла би накопичуватись рідина, в процесі руху газорідинної суміші через диспергатор створюється звукове поле, яке сприяє додатковому диспергуванню рідини в потоці газу, менші втрати тиску у